PENENTUAN INTERVAL WAKTU PERAWATAN PENCEGAHAN PADA PERALATAN GAS COMPRESSION SYSTEM DI PT PERTAMINA HULU

  TESIS – PM 147501 PENENTUAN INTERVAL WAKTU PERAWATAN PENCEGAHAN PADA PERALATAN GAS COMPRESSION SYSTEM DI PT PERTAMINA HULU ENERGI EKWAN HARDIYANTO NRP. 9115201703 DOSEN PEMBIMBING Ir. Bobby Oedy P. Soepangkat, M.Sc., Ph.D.

DEPARTEMEN MANAJEMEN TEKNOLOGI BIDANG KEAHLIAN MANAJEMEN INDUSTRI FAKULTAS BISNIS DAN MANAJEMEN TEKNOLOGI

  

SURABAYA

2017

  

PENENTUAN INTERVAL WAKTU PERAWATAN

PENCEGAHAN PADA PERALATAN GAS COMPRESSION

SYSTEM DI PT PERTAMINA HULU ENERGI

Nama : Ekwan Hardiyanto NRP : 9115201703 Pembimbing : Ir. Bobby Oedy P. Soepangkat, M.Sc., Ph.D.

  

ABSTRAK

  PT Pertamina Hulu Energi (PHE) saat ini mengelola lapangan Offshore

  

North West Java (ONWJ). Lapangan tersebut telah beroperasi sejak tahun 1971

  sampai sekarang, sehingga peralatan yang digunakan sudah relatif tua. Salah satu metode pengangkatan minyak di lapangan tersebut adalah dengan menggunakan metode gas lift. Metode ini memanfaatkan tekanan gas yang dihasilkan oleh Gas

  (GCS). Gas bertekanan tersebut diinjeksikan ke dalam annulus

  Compression System

  (ruang antara tubing dan casing) dan kemudian ke dalam tubing produksi. Unit GCS memiliki 5 sistem utama, yaitu suction and discharge scrubber, turbin gas, kompresor, interstage cooler dan support and others. Data kegagalan yang diperoleh menunjukkan bahwa kelima bagian tersebut memiliki komponen-komponen dengan tingkat kegagalan yang tinggi. Oleh karena itu, sebagai langkah awal akan ditentukan interval waktu perawatan pencegahan (T ) dari kelima bagian unit GCS dengan laju

  p

  biaya perawatan pencegahan yang minimum, dan juga mampu menghasilkan keandalan (R) dan ketersediaan (A) yang memenuhi persyaratan perusahaan.

  Ada tiga langkah yang ditempuh untuk menentukan T yang optimum.

  p

  Langkah pertama adalah melakukan pengumpulan, pengolahan, penentuan distribusi dan parameter dari data waktu antar kegagalan (TBF) dan waktu perbaikan (TTR). Langkah berikutnya adalah melakukan iterasi waktu operasi (T i ) dan T p untuk menentukan laju biaya perawatan minimum, keandalan dan ketersediaan. Iterasi ini diterapkan untuk setiap bagian utama dari GCS yang tersusun secara seri. T p dengan

  p laju biaya pemeliharaan terendah ditetapkan T optimum.

  Dari penelitian ini diperoleh nilai T , R dan A yang bervariasi pada masing-

  p

  masing sistem dengan laju biaya sebesar USD 612.339/day. Nilai optimum T p pada sistem suction & discharge scrubber adalah 400 jam, dengan R dan A sebesar

  0.972

  kompresor sebesar jam, dengan R dan A

  dan 0.99. Nilai optmum T p pada sistem 1200

  sebesar 0.974 dan 0.994. Nilai optimum T untuk sistem turbin gas (engine) sebesar

  

p

1600 jam, dan nilai R dan A sebesar 0.975 dan 0.987. Nilai optimum T pada sistem

p

fin fan cooler sebesar 220 jam dengan nilai R dan A sebesar 0.997 dan 0.97, dan pada

  sistem support and others diperoleh nilai T sebesar jam dengan nilai R dan A

  p 2000

  sebesar 0.994 0.96.

  dan Kata kunci : interval waktu perawatan pencegahan, keandalan, ketersediaan, laju biaya perawatan pencegahan.

  iii iv

  

Halaman ini sengaja dikosongkan

DETERMINATION OF PREVENTIVE MAINTENANCE TIME

  

INTERVAL OF GAS COMPRESSION SYSTEM EQUIPMENT AT

PERTAMINA HULU ENERGI

By : Ekwan Hardiyanto Student Identity Number : 9115201703

Supervisor : Ir. Bobby Oedy P. Soepangkat, M.Sc., Ph.D.

  

ABSTRACT

  PT. Pertamina Hulu Energi (PHE) is working on Offshore North West Java (ONWJ) block. It has been operating since 1971 until now, so it can be said that the equipments are relatively old. One of the methods to lift the crude oil from this field is by using gas lift. This method exploits the gas pressure which produced by Gas Compression System (GCS). This compressed gas is injected into annulus (space between tubing and casing) then inserted to tubing production. This high compressed gas causing the aeration process which impacted to the decreasing of fluid weight in tubing column production. This process causing pressure at reservoir that can push the fluid from well to production facility on the surface. GCS has 5 main parts, they are suction & discharge scrubber, gas turbine, compressor, interstage cooler and

  

support & others. From the downtime data taken, those five parts have components

  with high failing rate. By those explained reason, this research is aimed to determine the time interval for preventive maintenance (Tp) for those five parts with minimum maintenance cost, reliability and availability value set by the company.

  There were three steps to determine the optimum T . The first step was

  p

  collected data and obtain the best distributuion of time between failures (TBF) and time to repair (TTR). The second step was to iterate the operating time (T i ) and T p to determine the minimum preventive maintenance cost rate, reliability and availability.

  p

  This iteration was applied to parts of GCS that prosseses a series system. T at the p. lowest rate of preventive maintenance costs was an optimum T

  The optimum T p for suction & discharge scrubber is 400 hours with

  

reliability and availability is 0.972 and 0.99. The optimum T p for compressor is 1200

hours with reliability and availability is 0.974 and 0.994. The optimum T p for gas

  turbine is 1600 hours with reliability and availability is The optimum 0.975 and 0.987. T for fin fan cooler is 220 hours with reliability and availability is

  p 0.997 and 0.97.

  The optimum T for support and others is 2000 hours with reliability and availability

  p is 0.994 and 0.96.

  : reliability, avaibility, preventive maintainance cost rate, and preventive

  Keywords maintenance time interval.

  v vi

  

Halaman ini sengaja dikosongkan

KATA PENGANTAR

  Penulis mengucapkan syukur kepada Allah SWT, atas segala limpahan rahmat dan hidayahnya, penulis dapat menyelesaikan tesis ini sesuai dengan harapan. Tesis ini disusun guna memenuhi persyaratan kelulusan akademis bagi Mahasiswa Strata-2 (S2) pada Program Studi Magister Manajemen Teknologi bidang keahlian Manajemen Industri, Institut Teknologi Sepuluh Nopember, Surabaya.

  Tentunya juga tesis ini tidak akan pernah terwujud tanpa adanya bantuan dari berbagai pihak yang meluangkan waktu, tenaga dan pikirannya untuk terselesaikannya proses penyelesaian tesis ini. Saya ucapkan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada:

  1. Ir. Bobby Oedy P. Soepangkat, M.Sc., Ph.D, selaku dosen pembimbing atas waktu, ide, pengarahan, kesabaran, serta bimbingan selama pengerjaan tesis.

  2. Dr. Ir. Mokh. Suef, MSc(Eng), selaku ketua program studi MMT-ITS.

  3. PT. Pertamina Hulu Energi yang telah membantu dalam pengumpulan data kerusakan komponen pada Gas Compression System.

  4. Bapak, ibu dan istri atas doa, perhatian, nasehat, dorongan yang selalu diberikan selama ini, serta pengertiannya dalam memberikan dukungan moril tak terhingga, terutama di masa-masa sulit.

  5. Terima kasih secara khusus kepada teman-teman seperjuangan di Program Studi MMT-ITS kelas kerja sama Pertamina Hulu Energi angkatan 2015.

  Penulis menyadari bahwa tesis ini masih jauh dari kata sempurna. Penulis berharap bahwa penelitian ini dapat menjadi acuan untuk melakukan penelitian lebih lanjut. Segala kritik dan saran sangat diharapkan oleh penulis demi kesempurnaan tesis ini dikemudian hari.

  Surabaya, Juli 2017 Penulis vii viii

  

Halaman ini sengaja dikosongkan

  DAFTAR ISI

  LEMBAR PENGESAHAN ............................................................................... i ABSTRAK ....................................................................................................... iii ABSTRACT ...................................................................................................... v KATA PENGANTAR .................................................................................... vii DAFTAR ISI .................................................................................................... ix DAFTAR GAMBAR ..................................................................................... xiii DAFTAR TABEL ........................................................................................... xv

  BAB 1 PENDAHULUAN ................................................................................ 1

  1.1 Latar Belakang ........................................................................................ 1

  1.2 Perumusan Masalah ................................................................................ 8

  1.2.1 Batasan Penelitian ....................................................................... 8

  1.2.2 Asumsi-asumsi ............................................................................ 9

  1.3 Tujuan Penelitian .................................................................................... 9

  1.4 Manfaat Penelitian .................................................................................. 9

  1.5 Sistematika Penulisan Laporan ............................................................. 10

  BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA .................................................................... 11

  2.1 Konsep Dasar Perawatan ...................................................................... 11

  2.2 Jenis Perawatan..................................................................................... 11

  2.2.1 Perawatan Pencegahan (Preventive Maintenance) ............................... 12

  2.2.2 Perawatan Perbaikan (Corrective Maintenance) .................................. 13

  2.3 Konsep-Konsep Perawatan ................................................................... 13

  2.3.1 Konsep Breakdown dan Downtime ........................................... 13

  2.3.2 Konsep Keandalan (Reliabliity) ................................................ 15

  ........................................ 17

  2.3.3 Konsep Keterawatan (Maintainability)

  2.4 Pemodelan Keandalan Sistem .............................................................. 17

  2.4.1 Sistem Seri ................................................................................ 17

  2.4.2 Sistem Paralel ........................................................................... 18

  2.4.3 Sistem Paralel dengan m Sukses dari n Unit ............................ 19

  2.4.4 Kombinasi Seri dan Paralel ....................................................... 19

  2.5 Laju Kegagalan ..................................................................................... 19

  2.6 Mean Time Between Failure (MTBF) .................................................. 20

  2.7 Mean Time to Failure (MTTF) ............................................................. 20

  2.8 Mean Time to Repair (MTTR) .............................................................. 20

  2.9 Konsep Kesiapan (Availability) ............................................................ 20

  2.10 Analisis Variansi ................................................................................... 20

  2.11 Uji F ...................................................................................................... 22

  2.12 Uji Asumsi Residual ............................................................................. 23

  2.13 Distribusi Data Kegagalan dan Maintainability .................................... 23

  2.13.1Distribusi Data Kegagalan .......................................................... 24

  2.13.2Distribusi Data Maintainability .................................................. 26

  2.14 Pengujian Distribusi .............................................................................. 28

  2.15 Laju Biaya Perawatan Pencegahan ....................................................... 30

  2.16 Optimasi Interval Waktu Perawatan Pencegahan ................................. 31

  2.17 Posisi Penelitian .................................................................................... 34

  BAB 3 METODE PENELITIAN ................................................................... 37

  3.1 Studi Lapangan dan Identifikasi Masalah ............................................. 37

  3.2 Studi Pustaka ......................................................................................... 37

  3.3 Perumusan Masalah dan Tujuan Penelitian .......................................... 39

  3.4 Pengumpulan Data ................................................................................ 39

  3.5 Pengolahan Data ................................................................................... 39

  3.6 Penarikan Kesimpulan dan Saran ......................................................... 40

  BAB 4 PENGOLAHAN DATA .................................................................... 43

  4.1 Pengolahan Data Antar Waktu Kegagalan dan Waktu Perbaikan ........ 43

  4.2 Pengolahan Data Antar Waktu Kegagalan dan Waktu Perbaikan ........ 47

  4.3 Penentuan Parameter Keandalan Setiap Sistem .................................... 48

  4.4 Penentuan Parameter Maintainability Setiap Sistem ............................ 50

  BAB 5 PENENTUAN INTERVAL WAKTU PERAWATAN PENCEGAHAN YANG OPTIMUM............................................................. 53

  5.1 Penentuan Interval Waktu Perawatan Pencegahan yang Optimum, Keandalan dan Ketersedian pada Setiap Sistem Unit GCS ............................ 53

  BAB 6 ANALISIS KERUSAKAN PERALATAN ....................................... 67

  6.1 Analisis Kerusakan Komponen ............................................................ 67

  67

  6.1.1 Level Transmitter ......................................................................

  6.1.2 Bearing...................................................................................... 68

  6.1.3 Back Up Seal Oil....................................................................... 69

  6.1.4 Back Up Over Speed ................................................................. 70

  6.1.5 Modul Analog ........................................................................... 71

  6.1.6 Tubing ....................................................................................... 72

  6.1.7 Shell & Tube ............................................................................. 73

  6.1.8 Valve ......................................................................................... 73

  ................................................................................................... 74

  6.1.9 Pipe

  BAB 7 KESIMPULAN DAN SARAN ......................................................... 77

  6.1 Kesimpulan ........................................................................................... 77

  6.2 Saran ..................................................................................................... 78 DAFTAR PUSTAKA ..................................................................................... 79

  

Halaman ini sengaja dikosongkan

  

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1 Diagram alir Gas Compression System ............................................ 2Gambar 1.2 Diagram Alir Stage GCS ................................................................. 2Gambar 1.3 Diagram Alir Proses Kerja Turbin Gas ............................................ 3Gambar 1.4 Blok Diagram Kegagalan Komponen dengan Frekuensi Tinggi ....... 7Gambar 2.1 Laju kerusakan mesin/bathtub curve. ............................................. 14Gambar 2.2. Tipikal Fungsi Densitas Kegagalan ................................................ 17Gambar 2.3. Blok Diagram Sistem Seri ............................................................. 18Gambar 2.4 Blok Diagram Sistem Paralel. ........................................................ 18Gambar 2.5. Blok Diagram Kombinasi Sistem dan Paralel ................................ 19Gambar 2.6 Alur Iterasi T dan T Secara Berurutan Sesuai dengan Pola

  i p

  Perawatan Pencegahan Multi Komponen ....................................... 32

Gambar 2.7 Pengaruh T Terhadap Laju Biaya Perawatan Pencegahan ............. 33

  p

Gambar 3.1 Diagram Alir Penelitian ................................................................. 38Gambar 3.2 Diagram Alir Pengolahan Data dengan Perangkat Lunak

  .................................................................................... 41

  Weibul++6

Gambar 3.3 Diagram Alir Iterasi T dan T untuk komponen ............................. 42

  i p ............................................. 44 Gambar 4.1 Plot ACF untuk Data Back Up Seal Oil.

  .......................................... 45 Gambar 4.2 Plot Residual Versus Observation Order. .................................................................. 45 Gambar 4.3 Plot Uji Distribusi Normal.

Gambar 5.1 Pengaruh T terhadap Laju Biaya Perawatan pada Sistem Suction &

  p Discharge Scrubber ....................................................................... 58

Gambar 5.2 Pengaruh T terhadap Keandalan pada Sistem Suction & Discharge

  p

  ........................................................................................ 58

  Scrubber

Gambar 5.3 Pengaruh T p terhadap Ketersediaan pada Sistem Suction &

  ....................................................................... 59

  Discharge Scrubber

Gambar 5.4 Pengaruh Tp terhadap Laju Biaya Perawatan pada Sistem

  Kompresor .................................................................................... 60

Gambar 5.5 Pengaruh T terhadap Keandalan pada Sistem Kompresor ............. 60

  p

Gambar 5.6 Pengaruh T terhadap Ketersediaan pada Sistem Kompresor .......... 60

  p

Gambar 5.7 Pengaruh T terhadap Laju Biaya Perawatan pada Sistem Turbin Gas

  p

  (Engine) ........................................................................................ 61

Gambar 5.8 Pengaruh T terhadap Keandalan pada Sistem Turbin Gas

  p

  (Engine) ........................................................................................ 61

Gambar 5.9 Pengaruh T p terhadap Ketersediaan pada Sistem Turbin Gas

  (Engine) ........................................................................................ 62

Gambar 5.10 Pengaruh T terhadap Laju Biaya Perawatan pada Sistem Fin Fan

  p

  ........................................................................................... 63

  Cooler

Gambar 5.11 Pengaruh T terhadap Keandalan pada Sistem Fin Fan Cooler ...... 63

  p

Gambar 5.12 Pengaruh T terhadap Ketersediaan pada Sistem Fin Fan Cooler .. 63

  p

Gambar 5.13 Pengaruh T terhadap Laju Biaya Perawatan pada Sistem Support

  p and Others ..................................................................................... 64

Gambar 5.14 Pengaruh T p terhadap Keandalan pada Sistem Support and

  64 Others ...........................................................................................

Gambar 5.15 Pengaruh T terhadap Ketersediaan pada Sistem Support and

  p

  ........................................................................................... 65

  Others

Gambar 6.1 Level Transmitter. ......................................................................... 67Gambar 6.2 Bearing. ........................................................................................ 68Gambar 6.3 Back Up Seal Oil. .......................................................................... 69Gambar 6.4 Back Up Over Speed. ..................................................................... 70Gambar 6.5 Module Analog. ............................................................................. 71Gambar 6.6 Tubing. .......................................................................................... 72Gambar 6.7 Shell & Tube. ................................................................................. 73Gambar 6.8 Valve. ............................................................................................ 74Gambar 6.9 Pipe. .............................................................................................. 75

  

DAFTAR TABEL

Tabel 1.1 Frekuensi Kegagalan, Jumlah Downtime dan Biaya Perawatan GCS dari tahun 2012-2016 ........................................................................... 4Tabel 1.2 Kegagalan Komponen Unit GCS ......................................................... 5Tabel 2.1 Tabel Analisis Variansi ...................................................................... 21Tabel 4.1 TBF dan TTR Komponen Back Up Seal Oil ..................................... 43Tabel 4.2 Hasil ANAVA Unit GCS dari Data Waktu antar Kegagalan dan

  Waktu Perbaikan Komponen di Setiap Sistem dengan Tingkat Signifikansi 5% .................................................................................. 46

Tabel 4.3 Pemilihan Distribusi Data Antar Waktu Kegagalan pada Sistem

  Suction and Discharge Scrubber. ....................................................... 48

Tabel 4.4 Parameter Keandalan Waktu antar Kegagalan. .................................. 48Tabel 4.5 Fungsi Padat Peluang Waktu antar Kegagalan. ................................. 49Tabel 4.6 Fungsi Keandalan Waktu antar Kegagalan Sub-Sub Unit. ................ 50Tabel 4.7 Parameter Maintainability Setiap Sistem. .......................................... 50Tabel 4.8 Fungsi Padat Peluang Waktu Perbaikan Setiap Sistem. ..................... 51Tabel 4.9 Fungsi Maintainability Waktu Perbaikan Setiap Sistem. ................... 52Tabel 5.1 Komponen Biaya Perbaikan dan Perawatan Pencegahan

  (dalam USD) ...................................................................................... 55

Tabel 5.2 Perhitungan T untuk Setiap Sistem unit GCS. .................................. 55

  i

Tabel 5.3 Perhitungan T i untuk setiap sistem unit GCS. .................................... 56Tabel 5.4 Waktu gagal (T f ) untuk setiap sistem unit GCS pada N = 2 dengan bilangan acak 0.002. ........................................................................... 57Tabel 5.5 Hasil Penentuan T p Optimum pada Sistem Suction & Discharge

  Scrubber ............................................................................................. 58

Tabel 5.6 Hasil Penentuan T p Optimum pada Sistem Kompresor ..................... 59Tabel 5.7 Hasil Penentuan T Optimum pada Sistem Turbin Gas (Engine) ...... 61

  p

Tabel 5.8 Hasil Penentuan T p Optimum pada Sistem Fin Fan Cooler .............. 62Tabel 5.9 Hasil Penentuan T Optimum pada Sistem Support and Others ........ 64

  p

Tabel 5.10 Interval waktu perawatan pencegahan (T ) optimum dan laju biaya

  p

  perawatan pada setiap sistem unit GCS. ............................................. 66

Tabel 5.11 Keandalan dan Ketersediaan pada Setiap Sistem saat T Optimum. .. 66

  p

BAB 1 PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

  Kebutuhan minyak di Indonesia mencapai 1.6 juta barel oil/hari, sedangkan produksi nasional saat ini hanya 830 ribu barel oil/hari (BP, 2016). Hal tersebut menuntut semua perusahaan yang bergerak di hulu migas untuk bekerja lebih efektif dan efisien. Keandalan peralatan merupakan salah satu kunci dalam mencapai target tersebut. PT Pertamina Hulu Energi (PHE) saat ini mengelola lapangan Offshore North West Java (ONWJ) yang terbentang dari Kepulauan Seribu sampai dengan pantai utara Cirebon. Target produksi lapangan tersebut pada tahun 2015 sebesar 40 ribu BOPD. Lapangan ONWJ telah beroperasi sejak tahun 1971 sampai sekarang, sehingga peralatan yang digunakan sudah relatif tua. Sistem perawatan yang lebih baik sangat diperlukan untuk mengantisipasi terjadinya kehilangan volume minyak yang diangkat akibat kegagalan fungsi peralatan. Proses pengangkatan minyak dari perut bumi dilakukan oleh PT PHE ONWJ melalui dua metode, yaitu: 1.

  Electrical Submersible Pump

  (ESP) ESP adalah pompa sentrifugal yang daya angkatnya (lifting head) dapat diatur melalui variable speed drive (VSD). Pompa ESP dirancang untuk tenggelam dalam fluida di dalam lubang sumur dan berpenggerak motor induksi listrik.

  2. Gas Compression System (GCS) Sistem GCS bekerja dengan menginjeksikan gas bertekanan tinggi ke dalam

  annulus

  (ruang antara tubing dan casing) dan kemudian ke dalam tubing produksi. Gas bertekanan tinggi tersebut menyebabkan terjadinya proses aerasi (aeration) yang mengakibatkan berkurangnya berat jenis fluida dalam kolom tubing produksi. Proses tersebut menyebabkan tekanan reservoir mampu mengalirkan fluida dari lubang sumur menuju fasilitas produksi di permukaan.

Gambar 1.1 menunjukkan unit GCS yang berfungsi merubah gas bertekanan rendah (±40 psi) menjadi gas bertekanan tinggi (±600 psi). Unit GCS

  st nd terdiri dari 2 tahapan utama, yaitu 1 stage dan 2 stage yang bekerja secara seri.

  Low High

  Gas Compression System Gas Compression System Pressure

  Pressure st nd

1 Stage

  2 Stage Gas

  Gas

Gambar 1.1 Diagram alir Gas Compression System (Data Internal Perusahaan,

  2016) Pada masing-masing stage, unit GCS dapat dibagi menjadi 5 bagian utama seperti ditunjukkan pada Gambar 1.2, yaitu:

  Turbin Gas (Engine) Suction & Interstage Support and Cooler

  Kompresor Discharge

  Others Scrubber

Gambar 1.2 Diagram Alir Stage unit GCS (Data Internal Perusahaan, 2016)

  Fungsi dari setiap bagian utama adalah sebagai berikut:

  1. Suction and Discharge Scrubber

  Bagian ini berfungsi sebagai pemisah antara gas dan fluida berdasarkan prinsip gravitasi. Pada suction scrubber gas hasil pemisahan akan dikompresi oleh kompresor hingga mencapai tekanan yang diinginkan, sedangkan pada discharge gas hasil pemisahan akan disalurkan ke sumur minyak.

  scrubber

  2. Turbin Gas (Engine)

  Bagian ini berfungsi sebagai penggerak utama kompresor. Turbin gas mengubah energi kimia hidrokarbon dalam bahan bakar gas (methana CH , ethana

  4 C

  2 H 8 , prophana C

3 H 8 , dan seterusnya) yang direaksikan dengan oksigen bebas.

  Gas hasil reaksi ini sangat potensial untuk diubah menjadi energi mekanik. Turbin gas bekerja berdasarkan siklus Brayton yang terdiri dari: a. Proses kompresi

  b. Proses pembakaran

  c. Proses ekspansi

  d. Exhaust

Gambar 1.3 Diagram Alir Proses Kerja Turbin Gas (Solar, 1970)

  Pada Gambar 1.3 disajikan diagram alir proses turbin gas dan perubahan nilai tekanan, temperatur, dan kecepatan udara. Udara bebas masuk melalui bagian air intake, menuju bagian kompresor untuk dilakukan pemampatan udara. Bagian kompresor ini memliki 11 tingkat dengan kemampuan kompresi mencapai 140.000 lbs/hr atau 70 ton/hr. Udara yang keluar dari kompresor memiliki tekanan 80-120 psi. Besarnya nilai tekanan tersebut tergantung pada beban yang ditanggung turbin gas. Selanjutnya, 70-80% udara bertekanan tersebut akan digunakan sebagai media pendingin ruang bakar dan sisanya akan dicambur dengan bahan bakar gas pada ruang bakar. Perpaduan udara dan bahan bakar tersebut akan bertemu dengan nyala api dari pemantik. Temperatur gas yang keluar dari ruang bakar tersebut dikendalikan dengan suhu maksimal sebesar 1190˚F. Energi panas inilah yang ditransformasikan ke dalam bentuk energi kinetik, dimana gas akan mengalir dengan kecepatan yang lebih tinggi, sedangkan tekanan secara transient akan cenderung menurun.

  3. Kompresor

  Bagian ini berfungsi untuk meningkatkan tekanan gas dari sumur gas berdasarkan prinsip kecepatan.

  4. Interstage Cooler (Pendingin)

  Bagian ini berfungsi menurunkan temperatur gas akibat kenaikan tekanan pada kompresor.

  5. Support and Others

  Bagian ini berupa peralatan pendukung seperti jaringan pipa, valve, filter, dan peralatan lainnya. Berdasarkan data internal perusahaan nilai kegagalan dari unit GCS masih sangat tinggi. Hal tersebut mengakibatkan downtime yang menyebabkan menurunya volume minyak yang diangkat. Tabel 1.1 menunjukkan frekuensi kegagalan, jumlah downtime, dan biaya perawatan dari tahun 2012-2016.

Tabel 1.1 Frekuensi Kegagalan, Jumlah Downtime dan Biaya Perawatan GCS dari tahun 2012-2016.

  Downtime

No Tahun Frekuensi Biaya Perawatan Kerugian akibat penurunan

Kegagagalan (Jam) volume minyak

  1 2012 230 3312 Rp38.998.543.247 Rp12.886.475.160 2 2013 76 14565 Rp12.886.475.160 Rp56.670.142.121 3 2014 213 8159 Rp36.116.042.225 Rp31.745.395.782

  4 2015 204 12513 Rp34.590.012.272 Rp48.686.130.337 5 2016 193 9542 Rp32.724.864.551 Rp37.126.432.964

  Sumber: PHE ONWJ (2016) Perusahaan menganggarkan biaya perawatan pencegahan tahunan sebesar lebih kurang Rp. 11.500.000.000. Biaya perawatan yang ditunjukkan pada

Tabel 1.1 berfluktuasi dan jauh lebih besar dari pada anggaran biaya perawatan pencegahan yang telah ditetapkan.

  Unit GCS merupakan peralatan pengangkatan minyak yang digunakan secara terus menerus, sehingga keandalan peralatan tersebut semakin menurun. Menurunnya keandalan dari unit GCS tersebut ditandai dengan banyaknya komponen-komponen gagal pada setiap bagian dari unit GCS. Tabel 1.2 menunjukkan data kegagalan komponen-komponen dari unit GCS. Data tersebut disajikan berdasarkan urutan bagian, sistem dan komponen yang gagal.

Tabel 1.2 Kegagalan Komponen unit GCS

  Frekuensi Kegagalan Komponen Bagian

  2016 2015 2014 2013 2012 TOTAL A SUCTION AND DISCHARGE SCRUBBER A.1 SEPARATION

  27

  14

  9

  10

  60 A.1.1 Level Transmitter

  2

  4

  6 A.1.2 Pressure Transmitter B TURBIN GAS (ENGINE) B.1 START SYSTEMS B.1.1

  1

  1

  2 Pressure Transmitter B.2 FUEL SYSTEMS B.2.1

  3

  2

  4

  4

  13 FGCV B.3 LUBRICATIONS B.3.1

  1

  4

  1

  1

  7 Main Seal Oil Pump

  9

  8

  4

  1

  22 B.3.2 Back Up Seal Oil

  B.3.3

  3

  1

  4 Demister

  1

  1

  2 B.3.4 Pressure Transmitter

  B.3.5

  2

  2 Level Transmitter B.4 ELECTRICALS B.4.1

  4

  6

  2

  12 Battery B.4.2

  3

  23

  26 Back Up Over Speed B.4.3

  2

  2

  4 Fuse B.4.4

  2

  2

  5

  2

  11 Magnetic Pick Up

  7

  7

  6

  5

  25 B.4.5 Module Analog

  B.4.6

  4

  1

  1

  2

  8 Motor Enclosure

  4

  1

  5 B.4.7 PLC B.4.8

  2

  2

  1

  5 Relay B.4.9

  4

  4

  2

  1

  11 RTD

Tabel 1.2 Kegagalan Komponen unit GCS (lanjutan)

  6 D.1.2 Motor

  3 D.2.2

  1

  1

  1

  Bearing

  10 D.2 MECHANICALS D.2.1

  1

  5

  1

  3

  2

  3

  2

  2

  Breaker

  8 D FIN FAN COOLER D.1 ELECTRICALS D.1.1

  5

  3

  Strainer

  6 C.4 DIRT CONTROL C.4.1

  1

  1

  V Belt

  1

  3

  12

  Data kegagalan komponen tersebut menunjukkan bahwa frekuensi kegagalan pada unit GCS masih sangat tinggi, sehingga volume minyak yang tidak terangkat juga besar. Berdasarkan data kegagalan komponen pada yang

  35 Sumber: PHE ONWJ (2016)

  6

  1

  6

  15

  7

  55 B.1.2 Piping

  13

  4

  9

  2

  17

  INTEGRITY B.1.1 Valve

  E.1

  32 E

  24

  2

  2

  4

  INTEGRITY D.3.1 Shell and Tube

  6 D.3

  1

  Pressure Regulator

  B.5 ACCESSORIES B.5.1 Tubing

  3 B.5.4 Accessories Drive

  3 B.6

  1

  2

  5 B.5.7 Flexible Hose

  5

  1 B.5.6 Exhaust Bellows

  1

  6 B.5.5 PT Hub

  3

  3

  2

  1

  1

  4 B.5.3 Coupling

  2

  2

  27 B.5.2 Gasket

  1

  1

  5

  17

  3

  VIBRATION MONITORING B.6.1 Transducer

  2

  2 C.3 LUBRICATIONS C.3.1

  Position Transmitter

  2

  7 C.2.3 Flow Transmitter

  4

  2

  1

  26 C.2.2 Pressure Transmitter

  7

  4

  12

  3

  8 C.2 SURGE C.2.1

  2

  7

  1

  62 C.1.2 Transducer

  18

  7

  9

  11

  17

  VIBRATION MONITORING C.1.1 Bearing

  5 C KOMPRESOR C.1

SUPPORT/OTHERS

  ditunjukkan pada Tabel 1.2 dapat diketahui komponen-komponen kritis dari unit GCS, yakni komponen dengan frekuensi kegagalan tinggi (>20). Gambar 1.4 menunjukkan blok diagram dari komponen-komponen dengan frekuensi kegagalan yang tinggi pada setiap bagian unit GCS.

  8. Valve

  8. Valve

  6. Bearing Support and Others

  Interstage Cooler Kompresor

  5. Tubing Turbin Gas (Engine)

  4. Module Analog

  3. Back Up Over Speed

  2. Back Up Seal Oil

  7. Shell & Tube Suction & Discharge Scrubber

  9. Pipe

  6. Bearing Support and Others

  Keterangan : = Bagian utama GCS = Komponen gagal

  Interstage Cooler Kompresor

  5. Tubing Turbin Gas (Engine)

  4. Module Analog

  3. Back Up Over Speed

  2. Back Up Seal Oil

  7. Shell & Tube Suction & Discharge Scrubber

  1. Level Transmitter

  Tinggi (PHE ONWJ, 2016) Selama ini penentuan interval waktu kegiatan perawatan pencegahan dilakukan berdasarkan rekomendasi yang dibuat oleh manufaktur dari unit GCS. Kondisi peralatan yang sudah tua memerlukan penjadwalan perawatan pencegahan yang lebih efektif untuk mencegah kegagalan komponen tersebut.

Gambar 1.4 Blok Diagram Kegagalan Komponen Komponen dengan Frekuensi

  9. Pipe Keuntungan dari perawatan pencegahan adalah dapat meminimalkan downtime dan menurunkan tingkat kegiatan pekerjaan yang bersifat darurat (Campbell dan Jardine, 1973).

  Sejauh ini, ada beberapa metode penentuan interval waktu perawatan pencegahan yang sudah diketahui dan diimplementasikan. Salah satunya adalah dengan melakukan optimasi interval waktu pemeliharaan pencegahan (Jardine, 1970). Rakhmad (2011) melakukan iterasi T i dan T p untuk meningkatkan keandalan sistem minimum hingga 74%, dan penghematan biaya pemeliharaan juga dapat ditingkatkan menjadi 139,9 USD/hari dari 145,7 USD/hari. Sutanto (2011) melakukan optimasi laju biaya pemeliharaan pencegahan sehingga didapatkan penghematan laju biaya pemeliharaan pencegahan pada packer PT

  ISM Bogasari sebesar 14,6%. Dengan mengacu pada penelitian sebelumnya penelitian mengenai penentuan interval waktu perawatan pencegahan pada unit

  

Gas Compression System berdasarkan pada komponen-komponen yang gagal

belum pernah dilakukan.

  Berdasarkan latar belakang yang telah dijelaskan, maka akan dilakukan penentuan interval waktu perawatan pencegahan dari unit GCS dengan laju biaya perawatan pencegahan yang minimum, serta keandalan dan ketersediaan yang memenuhi persyaratan perusahaan.

1.2 Perumusan Masalah

  Berdasarkan latar belakang masalah yang telah dijelaskan, maka rumusan masalah pada tesis ini adalah bagaimana menentukan interval waktu perawatan pecegahan dari unit GCS pada anjungan lepas pantai Mike-Mike, yang dapat meminimalkan laju biaya perawatan pencegahan, serta memenuhi keandalan dan ketersediaan yang dipersyaratkan oleh perusahaan.

1.2.1 Batasan Penelitian

  Agar penelitian ini terarah dan fokus, maka diberlakukan batasan-batasan masalah sebagai berikut:

  1. Tidak membahas kerusakan peralatan secara rinci.

  2. Data kegagalan komponen yang digunakan hanya data dari unit GCS dalam kurun waktu 1 Januari 2012-31 Desember 2016.

  3. Biaya yang digunakan untuk perhitungan hanya biaya perawatan dan penggantian suku cadang.

  4. Tidak membahas kegagalan akibat proses di luar sistem.

1.2.2 Asumsi-asumsi

  Adapun asumsi-asumsi yang diberlakukan pada tesis ini adalah sebagai berikut:

  1. Suku cadang yang diganti memiliki spesifikasi sama.

  2. Kegagalan akibat kesalahan desain awal diabaikan.

  3. Kemampuan teknisi dianggap sama dan sesuai dengan standar yang ditetapkan.

  4. Kesalahan pengoperasian oleh operator diabaikan.

  5. Usaha perbaikan dianggap mampu mengembalikan kondisi peralatan sama seperti kondisi sebelumnya.

  6. Peralatan tanpa catatan kerusakan dianggap memiliki keandalan sebesar satu.

  1.3 Tujuan Penelitian

  Berdasarkan permasalahan yang telah disebutkan, maka tujuan dari tesis ini adalah menentukan interval waktu perawatan pencegahan dari unit GCS anjungan lepas pantai Mike-Mike, yang dapat meminimalkan laju biaya perawatan pencegahan, serta memenuhi keandalan dan ketersediaan yang dipersyaratkan oleh perusahaan.

  1.4 Manfaat Penelitian

  Adapun hasil dalam penelitian tesis ini diharapkan dapat berguna dan menjadi:

  1. Dasar kebijakan Departemen Perawatan PT PHE ONWJ dalam menentukan pola perawatan dari unit GCS.

  2. Dasar untuk menentukan kebijakan dalam perencanaaan penyediaan komponen, suku cadang, critical equipment, dan biaya perawatan.

  3. Dasar pengembangan metode penentuan inteval waktu perawatan pencegahan pada penelitian mendatang.

1.5 Sistematika Penulisan Laporan

  BAB 1 PENDAHULUAN Berisi latar belakang penelitian, perumusan masalah, tujuan penelitian, manfaat penelitian serta batasan masalah dan asumsi-asumsi yang diguanakan dalam penelitian.

  BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA Berisi referensi pustaka dan teori dasar yang digunakan untuk penelitian yang akan dilakukan. BAB 3 METODE PENELITIAN Berisi metode penelitian atau langkah-langkah dalam memecahkan masalah. BAB 4 PENGOLAHAN DATA DAN PENILAIAN KEANDALAN Berisi pemodelan sistem, analisis variansi untuk data waktu antar kegagalan dan waktu perbaikan dan penentuan distribusi waktu antar kegagalan dan serta penentuan parameter keandalan.

  maintanability

  BAB 5 PENENTUAN INTERVAL WAKTU PERAWATAN PENCEGAHAN Berisi hasil optimasi interval waktu perawatan pencegahan dan jumlah tenaga kerja yang dapat meminimalkan laju biaya pemeliharaan pencegahan, serta keandalan dan ketersediaan pada interval waktu pemeliharaan pencegahan yang optimum.

  BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN Berisi tentang kesimpulan akhir dari penelitian ini, serta saran-saran untuk perusahaan dan penelitian mendatang.

BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA Perawatan pencegahan merupakan hal yang sangat penting dalam

  manajemen perawatan. Tepatnya pelaksanaan perawatan pencegahan dapat mengurangi angka kerusakan dan downtime peralatan. Berkurangnya angka tersebut dapat meningkatkan keandalan (reliability) dan tingkat kesiapan peralatan (availability).

  2.1 Konsep Dasar Perawatan